基于HYSYS流程模拟软件的制氢装置节能方向研究

方华龙

(中国石化青岛炼化公司 炼油三部，山东 青岛 266550)

氢气是许多石油化学品的重要原料之一，随着我国临氢装置技术的不断发展，对于氢气的需求也越来越大。当重整氢、乙烯裂解氢等廉价氢源不能满足炼厂综合需求时，就需要制氢装置弥补氢气缺口。轻烃水转化制氢装置技术成熟，原料种类广泛，可以利用炼厂多余的干气制氢；既可以降低制氢成本，有可以解决炼厂火炬气过剩的问题。但是综合来讲，制氢装置是能耗大户，尽可能的降低制氢能耗是每个炼厂努力的方向。本文基于HYSYS流程模拟软件，对某炼化公司1#制氢装置进行模拟优化，研究装置节能方向。

1 装置简介

1#制氢装置是某炼化公司1.0×107t/a炼油加工流程的一套主体装置，设计产氢能力为3×104Nm3/h工业氢，年开工时数为8400 h，相当于产纯氢2.268×104t/a。

本制氢装置采用烃类水蒸汽转化法造气和变压吸附氢气提纯的工艺，工艺流程简单，成熟可靠，产品氢气纯度高。装置由原料升压及预处理、转化及中温变换、中变气换热及冷却、PSA氢气提纯、工艺冷凝水回收及蒸汽发生系统等五部分组成。装置原料设计为天然气或液化天然气(LNG)，以罐区提供的轻石脑油为补充原料，产品为工业氢气，氢气主要提供给全厂2.2 MPa氢气管网；另外少量高纯度氢气送聚丙烯装置。装置副产的变压吸附尾气，全部用作转化炉燃料。另外，装置设计负荷下副产3.5 MPa过热蒸汽23.42 t/h。

装置的产品氢气纯度为99.9%(v)以上，氢气主要供给蜡油加氢精制装置，并与全厂氢气管网相连；少量氢纯度99.99%以上、CO含量低于0.5×10-6mol/mol的高纯度氢气，专线供聚丙烯装置使用。

2 用能构成分析

1#制氢装置主要用能种类有电、循环水、除氧水、除盐水、凝结水、3.5 MPa蒸汽(过热、饱和)、1.0 MPa蒸汽、燃料气。

其用能组成分析如表1。

由表1可以看出1#制氢装置主要用能点是燃料气、除氧水、电能；外送的3.5 MPa蒸汽为其主要降耗手段。由于除氧水与装置产汽量有关不容易调整，因此装置节能降耗方向应主要放在节约电能、燃料气消耗，以及增产3.5 MPa蒸汽上。下面对装置大功率用电单位原料气压缩机，还有影响装置转化炉燃料气用量的水碳比参数进行模拟研究。

表1 1#制氢装置能耗表

3 压缩机电能消耗

电能为制氢装置主要消耗之一，通过比对结果发现公司两套制氢装置原料气压缩机用电量存在较大差距，在低负荷下2#制氢压缩机无级调速系统存在明显节能优势，在压缩机70%左右负荷下，电流仅为60 A左右，而一制氢压缩机为保证入口压力稳定，采取多配氢的运行方式，压缩机电流一直处在105 A左右。基于以上特利用HYSYS模拟压缩机负荷，计算电量消耗。

3.1 计算过程

如图1，构建压缩机模型计算模型。

图1 压缩机负荷计算模型

装置压缩机入口定义工况1为现阶段进料，分别为天然气、加氢PSA尾气、配氢三种，其在压缩机入口组成见表2。

表2 工况1原料组成

定义工况2为取消装置配氢，进料仅为天然气和加氢PSA尾气，其压缩机入口组成见表3。

表3 工况2原料组成

工况1为2018年2月份平均进料，其中天然气与加氢PSA尾气比例为1∶1，配氢为1500 Nm3/h；工况2为模拟配氢切除情况；以工况1作为基准负荷100。

工况1下压缩机运行情况如表4。

表4 工况1下压缩机运行情况

通过软件计算结果如表5。

表 5 工况1下压缩机运行计算结果

工况2下压缩机运行情况如表6。

表6 工况2下压缩机运行情况

通过软件计算结果如表7。

表 7 工况2下压缩机运行计算结果

4 水碳比

水碳比即装置原料中水分子与碳原子的摩尔比，对与制氢转化反应来说是一个重要参数。水碳比过高时，浪费了水蒸气，减少了水蒸气的外送量，增加了装置的能耗，有可能造成催化剂的纯化。水碳比低时，会造成反应不完全，炉出口甲烷含量高，轻烃转化率下降会影响氢气的产率。目前由于装置负荷较低，为保证转化炉不发生偏流，采取高水碳比的操作方式，但是会造成一定能耗增加，通过利用HYSYS模拟转化反应以及余热锅炉B-502，寻找低负荷下最佳水碳比，从而降低燃料气用量，增加3.5 MPa蒸汽外送。

4.1 转化炉反应模型

转化炉由对流段和辐射段组成，且对流段主要起加热的作用，脱硫气在辐射段内反应，因此转化炉模块采用了一个加热器模拟对流段；辐射段则选用反应器模型REquil一平衡反应器装置平衡温距取20℃模拟结果。

表 8 原料体积组分

原料组成：取1#制氢混合原料气，其中为天然气、加裂干气、加裂液化气、配氢 四部分组成。原料体积组分如表8。

水碳比变化模拟结果见表9。

表 9 不同水碳比转化气中各组分的摩尔流量

由表9可以看出，水碳比在5.5以后产氢收益骤然下降，而每提升0.5水碳比约要提高配汽3.5 t/h，按燃料气热值44042 kJ/kg 来计算每小时约增加0.17 t燃料气消耗，按2000元/t燃料气价格来计算，每月增加成本25万元左右；增加3.5 t/h 3.5 MPa蒸汽外送，按吨蒸汽118元计算，每月可以增效30万元左右。所以在满足生产需要的情况下，降低水碳比效益十分明显，综合考虑水碳比控制在4左右最为经济。

4.2 余热锅炉B-502模型

B-502出口温度一直以来是制氢瓶颈之一，由于没有后续调节手段，过高的B-502出口温度会导致中变反应器超温，影响生产负荷。通过模拟计算水碳比对B-502出口温度影响。

如图2，构建压缩机模型计算模型。

图2 B-502换热计算模型

为简化计算流程，将余热锅炉B-502看做一台换热器，管程入口为转化气和未反应剩余的水蒸气的混合物，由于中变反应前后体积不变，可以用中变气流量FI-01902来表示其流量，未参加转化反应的剩余水蒸气后变为脱酸水，可以用脱酸水流量计FI-02002来计算其流量。

整个换热器换热量视为固定。

转化气组成为：

工况1 定义为目前最低负荷，产氢量：25000 Nm3/h。

表 10 工况1下转化气组成

工况2 定义为满负荷，产氢量为40000 Nm3/h。

表 11 工况2下转化气组成

通过软件计算结果如表12、13。

通过比较结果可以看出在水蒸气充足的情况下，每吨剩余蒸气约能影响B-502出口温度0.7℃左右。降低水碳比可以降低B-502出口温度。

表 12 工况1计算结果

表 13 工况2计算结果

5 结论

(1)在低负荷下(50%)，压缩机增上无级调量系统节能效果明显，按入口压力0.45 MPa计算，可以减少压缩机电流35 A左右，折合每月150000 kWh，按一度电1.6元计算，每月可以节约成本24万元。

(2)在高负荷下如果维持压缩机入口在较高压力(0.5 MPa)下，也可以达到节能的目的，但是节能效果有限，只有10%暨电流减少10 A左右。

(3)目前1#制氢在4.5左右，可以将水碳比控制在4.0左右，根据计算可以降本增效每月50万元左右。

(4)降低配汽量对余热锅炉影响不大，适当降低对装置后续中变反应有一定好处。